Установление режима работы нефтяных добывающих скважин.

Под технологическим режимом работы скважины понимают установленные на определенный период показатели ее эксплуатации, а также обеспечивающие эти показатели технологические характеристики скважинного оборудования по подъему жидкости и параметры работы этого оборудования.

Режим работы добывающих скважин по каждому объекту разработки устанавливает промыслово-геологическая служба нефтедобывающего предприятия на период от одного до шести месяцев в зависимости от скорости изменения условий эксплуатации скважин. При этом по каждой скважине соответствующим документом задаются нормы суточного отбора нефти, число дней работы, забойное и устьевое давления, обводненность, газовый фактор, определяется способ эксплуатации скважины.

Различают технические и технологические нормы.

Установление технологического режима работы скважин - оптимизационная задача, предусматривающая распределение проектной добычи нефти по объекту между добывающими скважинами и пластами объекта, обеспечивающее рациональное выполнение показателей разработки. Главное при установлении технологического режима работы скважин — обоснование норм отбора нефти из каждой добывающей скважины.

Под технической нормой отбора понимают максимально допустимый дебит нефти по скважине, если по той или иной причине он требует ограничения по сравнению с технологической нормой.
Одна из причин ограничения дебита — в недостаточной производительности оборудования, применяемого для подъема жидкости, не соответствующего продуктивности скважины. Ограничение норм отбора может быть вызвано требованиями безаварийной эксплуатации скважин. В частности, недопустимо снижение забойного давлении до критического, при котором может произойти слом (смятие) колонны или нарушение целостности цементирования.При слабой сцементированности коллекторов продуктивного пласта дебит ограничивают с целью предотвращения выноса песка и пробкообразования в скважине в результате разрушения и выноса породы. В изотропных пластах вводонефтяной и подгазовой зонах ограничение дебита вызывается необходимостью не допустить образования конусов воды или газа.

Под технологической нормой отбора понимают максимально возможный дебит скважины, величина которого не ограничивается техническими возможностями, но зависит от принятой проектным документом динамики добычи по объекту в целом, принципа регулирования.закономерностей обводнения скважин, состояния пластового давления и т. п.

Технологический режим должен устанавливаться таким образом, чтобы проектный уровень добычи по объекту был оптимально распределен между действующими на этот период добывающими скважинами и сумма норм отбора по ним соответствовала этому уровню.

В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливают нормы отбора жидкости, которые определяют с учетом оптимизации динамики обводнения продукции по объекту разработки. Решение этой задачи требует учета многих геолого-физических (особенности строения объекта, соотношение вязкостей нефти и воды и др.) и технологических (метод воздействия, стадия разработки и др.) факторов. При этом необходимо выделять главные факторы, оказывающие в данный период времени доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету.

Установление режимов работы нагнетательных скважин. В условиях существенного различия в фильтрационных свойствах пластов закачка воды в каждый из них в объемах, соответствующих заданным объемам отбора жидкости из участков, прилегающих к нагнетательным скважинам, — основной способ регулирования разработки.

Объемы закачки воды по скважинам в целом и в скважинах по пластам устанавливают один раз в квартал и оформляются промыслово-геологической службой в виде документа — технологического режима работы нагнетательных скважин. В этом документе устанавливают нормы суточной закачки агента, давление нагнетания, необходимые мероприятия по обеспечению установленных норм.

При установлении норм закачки необходимо исходить из того, что объем закачки воды должен компенсировать объем отбираемой жидкости (нефти и воды). При правильно организованном учете объемов закачки и отбора жидкости показатели компенсации должны находиться в полном соответствии с текущим пластовым давленном и характером его изменения.

При больших размерах залежи и значительной неоднородности объекта разработки с целью обеспечения наиболее полного охвата пласта воздействием по площади нормы закачки воды следует устанавливать сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках с различной геологофизической характеристикой пласта, и только после этого в пределах каждого участка определять норму закачки по каждой скважине. При этом сумма норм закачки скважин на участке должна быть равна норме, установленной для данного участка.

Выделение участков производится на основе детального изучения строения пластов, характера их неоднородности, взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин.

Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом должна быть распределена между отдельными пластами. Для обеспечения этих норм необходимо учитывать объем воды, поступающей в каждый пласт, путем регулярного исследования нагнетательных скважин глубинными расходомерами.

Установление технологического режима работы газовых скважин. Объемы текущего отбора газа из газоносного пласта или объекта в целом устанавливаются проектным документом на разработку месторождения. Этот объем добычи газа распределяется между отдельными скважинами. Нормы отбора по добывающим газовым скважинам устанавливаются в технологическом режиме работы скважин, при этом сумма норм отбора по действующим скважинам должна быть равна норме отбора, установленной проектным документом для объекта в целом.

Технологические режимы работы добывающих газовых скважин составляют ежеквартально на основании данных текущей эксплуатации залежи, состояния ее разработки и результатов исследования скважин. В технологическом режиме устанавливаются дебиты скважин, забойное давление (рабочая депрессия), давление и температура на буфере и затрубном пространстве, количество жидких компонентов (конденсата, воды) и твердых примесей. При составлении технологического режима работы отдельных скважин учитывают различные технологические и технические ограничения. К таким ограничениям относятся недопустимость разрушения призабойной зоны пласта, образования конусов и языков обводнения и др.

В зависимости от конкретных условий действующих в данный период ограничений в скважинах могут устанавливаться следующие режимы: постоянного градиента давления; постоянной депрессии; постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта; постоянного давления на устье (головке) скважины; постоянного дебита.

Для скважин, эксплуатирующих пласты, сложенные неустойчивыми породами, для предотвращения разрушения призабойной зоны и выноса песка, приводящего к разъеданию подземного и наземного оборудования и образованию песчаных пробок, в технологическом режиме предусматривается постоянный градиент давления против фильтра эксплуатационной колонны. Максимальный градиент давления, при котором не происходит разрушения призабойной зоны, определяется опытным путем в процессе исследования каждой скважины на разных режимах (штуцерах).

В случае возможного образования конусов и языков обводнения в скважинах, расположенных в газоводяной зоне, расчетным или опытным путем устанавливают максимально допустимые депрессии, из которых и исходят при установлении режима работы скважины в данных условиях.

Во всех случаях при установлении технологических режимов работы газовых скважин оптимальные дебиты и забойные давления можно определять как с помощью гидродинамических расчетов или электромоделировання процесса разработки, так и на основании опытной подборки, путем опробования работы скважин на разных штуцерах.

В газовых скважинах, работающих при низких пластовых давлениях, возможно гидратообразованне в призабойной зоне пласта. Его предотвращают установлением соответствующей депрессии на пласт, определяемой расчетным путем.

В определенных условиях при установлении технологического режима работы газовых скважин исходят из необходимости поддерживать заданное давление на устье скважины или иметь в какой-то период заданный постоянный дебит скважины.

6. Показатели процесса разработки эксплуатационного объекта.

 

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный); дебиты скважин по нефти и по жидкости; приемистость скважин; динамика пластового давления,

объемы бурения, ввод скважин добывающих и нагнетательных, вывод скважин из эксплуатации и др.

Эффективность процесса разработки оценивается также по соотношению доли извлеченной нефти от начальных извлекаемых ее запасов и текущей обводненности, по текущему и накопленному балансу закачки воды и отбора жидкости из залежи, по снижению пластового давления (по отношению к начальному значению) и др.

Рассмотрим методику расчета основных технологических по-азателей процесса разработки нефтяного месторождения (залежи).

1. Годовая добыча нефти (qt, т/год) – добыча нефти из всех добывающих скважин за один год. Добыча нефти на перспективный период определяется с использованием различных методик и компьютерных программ. При разработке залежей на завершающих стадиях (при снижающейся добыче нефти) годовую добычу нефти (q_t) и количество добывающих (n_tд) и нагнетательных скважин (n_tн) можно определить по формулам

:

 

где t – порядковый номер расчетного года (t = 1, 2, 3, 4, 5, …, 10); q0 – амплитудная добыча нефти за 10-й год; e = 2, 718 – основание натурального логарифма; Q_ост – остаточные извлекаемые запасы нефти; n_0д и n_0н – количество скважин на начало расчетного года, соответственно добывающих и нагнетательных; T – средний срок эксплуатации скважины, лет.

2. Годовой темп отбора нефти t_низ – отношение годовой добычи

(qt) к начальным извлекаемым запасам (Q_низ), %:

t_низ = qt / Q_низ.

3. Годовой темп отбора нефти tоиз, % от остаточных (текущих) извлекаемых запасов – отношение годовой добычи (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qоиз) – остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчета (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчетного года):

t_оиз = qt / Q_оиз.

4. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти) Qнак – сумма годовых отборов нефти на конец года, тыс. т:

Q_нак = q_t1 + q_t2 + q_t3 + … + q_tn–1 + q_tn.

5. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов СQ – отношение накопленного отбора нефти к начальным извлекаемым запасам), %:

С_Q = Qнак / Qниз.

6. Коэффициент извлечения нефти (КИН), или коэффициент нефтеотдачи, – отношение накопленного отбора нефти к начальным геологическим или балансовым запасам нефти, д. ед.:

КИН = Q_нак / Q_бал.

7. Добыча жидкости с начала разработки Qж – сумма годовых отборов жидкости (qж) на текущий год, тыс. т:

Qж = qж1 + qж2 + qж3 +…+qжn–1 + qжn.

8. Среднегодовая обводненность W (доля воды в продукции скважин) отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости (qж), %:

W = qв / qж.

9. Закачка воды с начала разработки – сумма годовых значений закачки воды (qзак) на конец отчетного года, тыс. м3:

Qзак= qзак1+ qзак2+ qзак3 +…+ qзак n–1+ qзак n.

10. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) – отношение годовой закачки воды к годовой добыче жидкости, %:

K_г = q_зак / q_ж.

11. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости, %:

Kнак = Qзак / Qж.

12. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти на газовый фактор (Гф), млн м3:

qгаз = qt Гф.

13. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа, млн м3:

Qгаза = qгаз1 + qгаз2 + qгаз3 +…+ qгаз n–1 + qгаз n.

14. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг) с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Kэ.д), т/сут:

q_скв.д= qt / n_доб Т_г K_э.д, где Kэ.д =0, 98.

 

15. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкости к среднегодовому количеству добывающих скважин и количеству дней в году с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин, т/сут:

qскв.ж = qж / n_доб Тг Kэ.д.

16. Среднегодовая приемистость одной нагнетательной скважины – отношение годовой закачки воды к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году с учетом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Kэ.н), м3/сут:

qскв.н = qзак / n_наг Тг Kэ.н,

17 Газовый фактор(Г_ф )- равен объму добытого Г к объему дегазированной нефти,

18 Коэффициент нефтеотдачи( η ) равен

η =К_ВЫТК_ОХВ,

где К_ВЫТ –определяется отношением объема нефти, вытесняемой из области пласта, занятой рабочим агентом, к начальному содержанию нефти в этой же области.

К_ОХВ -коэф охвата. Отношение V породы, охваченной вытеснением ко всему V породы;

 

⇐ Предыдущая234567891011Следующая ⇒

Поделиться: